Resolución 40163 de 2026 MME
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RESOLUCIÓN 40163 DE 2026
(marzo 18)
Diario Oficial No. 53.434 de 20 de marzo de 2026
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA
Por la cual se habilita transitoriamente el uso de las infraestructuras de importación de gas natural para promover la confiabilidad para el abastecimiento energético de la demanda de gas natural y electricidad, y se establecen otras disposiciones para el suministro del servicio público de gas combustible.
EL MINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA,
en uso de sus facultades legales, en especial las conferidas en el artículo 2o del Decreto número 381 de 2012, adicionado por el artículo 1o del Decreto número 1617 de 2013, el artículo 3o de la Ley 2128 de 2021, y
CONSIDERANDO:
Que, el artículo 2o de la Constitución Política señala que son fines esenciales del Estado, entre otros: servir a la comunidad, promover la prosperidad general y garantizar la efectividad de los principios, derechos y deberes consagrados en la Constitución.
Que, el artículo 365 de la Constitución Política establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y que es deber del Estado asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional.
Que, de conformidad con lo previsto en los artículos 1o, 2o y 4o de la Ley 142 de 1994, la distribución de gas combustible y sus actividades complementarias constituyen servicios públicos esenciales y el Estado intervendrá los mismos a fin de garantizar la calidad del bien y su disposición final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios, así como su prestación continua, ininterrumpida y eficiente.
Que, de acuerdo con el numeral 14.28 del artículo 14 de la Ley 142 de 1994, el servicio público domiciliario de gas combustible es el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición.
Que, asimismo, el citado numeral, considera como actividades complementarias de la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible la comercialización desde la producción, así como el transporte de gas por un gasoducto principal, u otros medios, desde el sitio de generación hasta el punto de conexión con una red secundaria.
Que, el artículo 3o de la Ley 2128 de 2021 indica que el Gobierno nacional, a través del Ministerio de Minas y Energía y sus entidades adscritas, dictará normas que garanticen el abastecimiento y la confiabilidad en el suministro de gas combustible en el mercado, como eje de la transición energética.
Que, el numeral 32 del artículo 2o del Decreto número 381 de 2012, adicionado por el artículo 1o del Decreto número 1617 de 2013, asigna al Ministerio de Minas y Energía la función de "adelantar las gestiones necesarias para dar continuidad al abastecimiento de hidrocarburos y combustibles, incluyendo gas natural, combustibles derivados y biocombustibles".
Que, el artículo 2.2.2.2.23 del Decreto número 1073 de 2015 establece los mecanismos y procedimientos de comercialización de la producción total disponible para la venta (PTDV), y de las cantidades importadas disponibles para la venta (CIDV), conforme a los lineamientos previstos en dicha norma.
Que, el artículo 2.2.2.2.25 del Decreto número 1073 de 2015 estableció los lineamientos para la expedición de los mecanismos y procedimientos de comercialización de gas para promover la competencia, propiciar la formación de precios eficientes a través de procesos que reflejen el costo de oportunidad del recurso, considerando las diferentes variables que inciden en su formación, así como mitigar los efectos de la concentración del mercado y generar información oportuna y suficiente para los agentes.
Que, según el parágrafo del artículo 2.2.2.2.33 del Decreto número 1073 de 2015, la comercialización del gas importado con destino al servicio público domiciliario deberá someterse a las mismas disposiciones expedidas por la CREG para la actividad de comercialización del gas de producción nacional.
Que, según lo dispuesto por el artículo 2.2.2.2.34 del Decreto número 1073 de 2015 "el precio del gas natural destinado a la importación o exportación será pactado libremente entre las partes: no obstante, si para realizar los respectivos suministros se utilizan tramos de gasoducto o gasoductos que hagan parte del Sistema Nacional de Transporte (SNT), este servicio se remunerará de acuerdo con los cargos aprobados por la CREG".
Que, mediante la Resolución CREG 53 de 2011 se estableció el Reglamento de Comercialización Mayorista de Gas Licuado de Petróleo (GLP).
Que, con el fin de facilitar la importación y comercialización del gas natural licuado (GNL) en el mercado nacional, mediante el Anexo 1o de la Resolución CREG 62 de 2013 y sus modificaciones, se estableció la Metodología para definir ingreso regulado por la provisión del servicio de Gas Natural Importado (GNI) para la atención de la demanda contingente por generaciones de seguridad térmica fuera de mérito.
Que mediante Resolución CREG 102 015 de 2025 se reglamentaron los aspectos comerciales del suministro del mercado mayorista de gas natural, los cuales hacen parte del reglamento de operación de gas natural.
Que, mediante conceptos de sustentación con Radicados 3-2025-054653 del 10 de diciembre de 2025 y 3-2026-015088 del 11 de marzo de 2026, la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales presentó los argumentos de carácter técnico, jurídico y operativo que justifican la adopción de la presente medida transitoria, con el fin de promover la confiabilidad a través del abastecimiento de la molécula disponible de gas natural, manteniendo el respaldo para el sector de generación de energía eléctrica. En el mismo concepto se presentaron los argumentos que justifican la adopción de mecanismos de última instancia, entendidos como la posibilidad de comercializar en el mercado mayorista de gas natural cantidades adicionales que los productores/comercializadores pueden suministrar a los agentes en condiciones que garantizan firmeza.
Que, en el referido concepto, la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales mencionó que se identificaron plantas térmicas que pueden utilizar en sus procesos GLP, con lo cual se puede liberar en un momento determinado volúmenes de Gas Natural hacia el mercado señalando, adicionalmente, que el consumo actual del país es de 67.000 toneladas mensuales de GLP, de las cuales se importa el 47% y el 53% proviene de la producción nacional, con lo que se diluye en alguna proporción el precio de venta al usuario final.
Que, el GLP es un energético del servicio público domiciliario de gas combustible, y los mecanismos para su importación y comercialización establecidos en las Resoluciones CREG 066 de 2007 y CREG 053 de 2011 definen condiciones diferenciales para Ecopetrol S. A., con respecto a los demás agentes.
Que, de conformidad con lo expuesto, especialmente lo señalado por la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales en el mencionado concepto, es procedente establecer medidas transitorias que permitan incrementar la oferta y garantizar el abastecimiento de gas para la demanda, manteniendo la seguridad energética en este sector y en el de energía eléctrica, así como los lineamientos generales que deberán tener en cuenta los agentes, en observancia de la normatividad aplicable.
Que, la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales del Ministerio de Minas y Energía resolvió el cuestionario del que trata el artículo 2.2.2.30.6 del Decreto número 1074 de 2015 y consideró estar amparado en las causales de las que trata el literal a) y b) del artículo 4o del Decreto número 2897 de 2010 y en consecuencia se encuentra exceptuado del deber de informe ante la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC).
Que, el numeral 1 del artículo 4o del Decreto número 2897 de 2010 establece que no se requerirá adelantar el trámite de abogacía de la competencia cuando el acto tenga origen en hechos imprevisibles y/o irresistibles a partir de los cuales resulte necesario adoptar una medida transitoria con el fin de: (a) preservar la estabilidad de la economía o de un sector, o (b) garantizar la seguridad en el suministro de un bien o servicio público esencial, sea o no domiciliario.
Que, la situación de estrechez de suministro pone en riesgo la prestación continua, regular e ininterrumpida del servicio a los usuarios finales, en los términos ordenados por el artículo 365 de la Constitución Política y el artículo 3o de la Ley 142 de 1994. Las medidas transitorias adoptadas en la presente resolución -en particular, la habilitación de la capacidad de regasificación de los generadores térmicos para su oferta en el mercado secundario, la sustitución por GLP importado y los mecanismos de gas natural adicional-están diseñadas para incrementar la disponibilidad de moléculas y garantizar la seguridad en el suministro del servicio público esencial de gas combustible. En consecuencia, se configura igualmente la causal prevista en el literal b) del numeral 1 del artículo 4o del Decreto número 2897 de 2010.
Que, las medidas adoptadas en la presente resolución tienen carácter transitorio, están acotadas temporalmente hasta la expedición de la regulación correspondiente por parte de la CREG en el plazo establecido en el artículo 10, y son necesarias, idóneas y proporcionadas para conjurar la crisis de estrechez de suministro de gas natural. En consecuencia, conforme al numeral 1 del artículo 4o del Decreto número 2897 de 2010, no se requiere adelantar el trámite de abogacía de la competencia ante la Superintendencia de Industria y Comercio como condición previa para la expedición del presente acto administrativo.
Que, en cumplimiento de lo establecido en el numeral 8 del artículo 8o de la Ley 1437 de 2011, el presente acto administrativo se publicó para comentarios de la ciudadanía en la página web del Ministerio de Minas y Energía, entre el 11 y el 26 de diciembre de 2025 y los comentarios recibidos fueron analizados y resueltos en la matriz establecida para el efecto y algunos de ellos fueron acogidos e incorporados en la presente resolución en lo que, de acuerdo con el marco normativo y fáctico, se consideró pertinente.
Que, en mérito de lo expuesto,
RESUELVE:
DISPOSICIONES GENERALES.
ARTÍCULO 1o. OBJETO. Habilitar transitoriamente el uso de la capacidad de la infraestructura de regasificación asociada a las plantas térmicas de importación de gas natural para incrementar la oferta, accesibilidad y flexibilización del transporte en el mercado mayorista, con el fin de promover la confiabilidad en el abastecimiento energético, a través del suministro de cantidades adicionales de gas natural en dicho mercado, cuando la capacidad no sea requerida para el abastecimiento de la demanda eléctrica por parte de una o varias plantas que sean despachadas por el Centro Nacional de Despacho (CND) y establecer lineamientos relacionados con el suministro de Gas Licuado del Petróleo (GLP), tendientes a incrementar la oferta en el mercado mayorista de gas natural.
ARTÍCULO 2o. ÁMBITO DE APLICACIÓN. La presente resolución aplica a todos los agentes del mercado de gas natural, a los generadores térmicos y a los importadores y comercializadores de Gas Licuado del Petróleo (GLP).
DE LA INFRAESTRUCTURA DE REGASIFICACIÓN.
ARTÍCULO 3o. CONDICIONES PARA QUE UN GENERADOR TÉRMICO SUMINISTRE GAS NATURAL IMPORTADO EN EL MERCADO SECUNDARIO. Para que el Generador Térmico suministre gas natural importado en el mercado secundario deberá cumplir las siguientes condiciones:
1 El agente Comercializador de gas importado deberá declarar ante el Ministerio de Minas y Energía, o a quien éste designe, las cantidades de gas natural importado a comercializar, a través de los Contratos de Suministro de Gas Natural Importado de un Generador Térmico (CGNIGT), que se describen en el artículo 4o de la presente resolución, como Producción Comprometida (PC) y las Cantidades Importadas Disponibles para la Venta (CIDV), de acuerdo con lo establecido en el artículo 2.2.2.2.21.1 del Decreto número 1073 de 2015, para que pueda ser habilitado para su comercialización.
2 El Generador Térmico, para poder comercializar las cantidades declaradas en el numeral 1 del presente artículo, deberá actuar como vendedor de gas natural del mercado secundario, en los términos descritos en el artículo 29 de la Resolución CREG 102 015 de 2025, o aquellas que la modifiquen, sustituyan o deroguen.
3 El Generador Térmico deberá garantizar el suministro de una cantidad diaria de gas natural durante un período determinado, sin interrupciones, a través de la suscripción de Contratos de suministro de Gas Natural Importado. Esta modalidad de contrato requiere de Respaldo Físico de conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.2.1.4., del Decreto número 1073 de 2015.
PARÁGRAFO 1o. Se exceptúa al Generador Térmico de entregar las cantidades comprometidas a través de los Contratos de Suministro de Gas Natural Importado señalados en el presente artículo en los eventos en los que: (i) las cantidades de gas natural contratadas por el Generador Térmico en el mercado primario y vendidas en el mercado secundario, sean solicitadas para atender el abastecimiento de la demanda eléctrica según los requerimientos de generación del CND; y (ii) en caso de mantenimientos programados, estos no podrán superar los plazos definidos en la Resolución CREG 102 015 de 2025, o aquellas que la modifiquen, sustituyan o deroguen.
PARÁGRAFO 2o. Para efectos de la presente resolución, tratándose de gas natural importado, entiéndase por Producción Comprometida (PC) las cantidades promedio diarias mensuales de gas natural, expresadas en GBTUD, que un comercializador de gas natural importado tiene comprometidas para la venta mediante contratos de suministro firmes o que garanticen firmeza, para cada fuente de suministro o en un punto de entrada al Sistema Nacional de Transporte (SNT).
ARTÍCULO 4o. CONTRATOS DE SUMINISTRO DE GAS NATURAL IMPORTADO DE UN GENERADOR TÉRMICO (CGNIGT). Las cantidades de gas natural que pretendan ofrecerse al mercado por el Generador Térmico, actuando como vendedor en el mercado secundario, se negociarán mediante CGNIGT como una modalidad adicional a las definidas en el artículo 26 de la Resolución CREG 102 015 de 2025, o aquellas que la modifiquen, sustituyan o deroguen; y cumpliendo los requisitos establecidos en el Capítulo II de la citada resolución, excepto en las situaciones descritas en el artículo 3o de la presente resolución, y mantendrán sus condiciones por el tiempo que sea pactado por las partes, bajo los principios de eficiencia, simplicidad, neutralidad, publicidad, transparencia y objetividad que aseguren la participación sin limitaciones de los agentes.
PARÁGRAFO. Los CGNIGT que sean suscritos entre los agentes deberán ser registrados ante el Gestor del Mercado de Gas Natural como si se trataran de contratos bajo la modalidad Contrato de suministro con firmeza condicionada (CFC), sólo para efectos del registro y en concordancia con lo dispuesto en los procedimientos establecidos en la Resolución CREG 102 015 de 2025, o aquellas que la modifiquen, sustituyan o deroguen, para la administración de la información contractual. Una vez estén en su fase de ejecución, la información reportada al Gestor del Mercado de Gas Natural se asimilará a la información reportada para las transacciones de las modalidades de contratos de suministro permitidos en el mercado.
ARTÍCULO 5o. COORDINACIÓN OPERATIVA Y RESPONSABILIDADES PARA LA EJECUCIÓN DE CONTRATOS CGNIGT. Para efectos de la aplicación de los CGNIGT, los generadores térmicos deberán atender de manera obligatoria lo dispuesto por el CND y coordinar con los compradores del gas natural del mercado secundario la disponibilidad de suministro de gas natural de acuerdo con el despacho eléctrico. En cualquier caso, será responsabilidad del generador térmico la priorización y el cumplimiento del abastecimiento de la demanda eléctrica con respecto al suministro del gas natural.
PARÁGRAFO. En todo caso, los contratos CGNIGT gozarán de los criterios de priorización del gas natural que se ofrece en el mercado secundario mediante contratos que garanticen firmeza, en los términos definidos en la Resolución CREG 102 015 de 2025, o aquellas que la modifiquen, sustituyan o deroguen.
ARTÍCULO 6o. REMUNERACIÓN PARA LA CONFIABILIDAD DEL ABASTECIMIENTO DE LA DEMANDA. Con el propósito de garantizar la confiabilidad para el abastecimiento de la demanda con fuentes de generación de las que trata el Anexo 1o de la Resolución CREG 062 de 2013, se aplicará la citada resolución hasta tanto la CREG realice los análisis de requerimientos energéticos y de asignación de costos que determinen mantener dichas fuentes para la confiabilidad, considerando para ello el Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural que elabora la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) en ejercicio de sus funciones.
PARÁGRAFO 1o. Para efectos del cálculo de la remuneración de la confiabilidad se utilizarán los valores del Ingreso Regulado (IR) que se desarrolla en los numerales 7 y 8 del Anexo 1o de la Resolución CREG 062 de 2013, donde su Base de Liquidación (en adelante BL) será el resultado del valor correspondiente para el último mes del periodo señalado en el numeral 1 de dicho anexo.
Tratándose de la remuneración del IR deberá restarse mensualmente la BL multiplicada por el resultado de dividir las cantidades diarias promedio mes de gas natural, medidas en GBTUD, que un generador térmico vendió mediante CGNIGT entre la capacidad de la infraestructura de regasificación comprometida cuyo destino es la atención de la generación eléctrica, medida en GBTUD, cuya fórmula se expresa así:
Donde, la variable CIRCDE[GBTU] corresponde con la capacidad de la infraestructura de regasificación comprometida cuyo destino es la atención de la generación eléctrica medida en GBTUD.
PARÁGRAFO 2o. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) deberá realizar las liquidaciones a partir del inicio del periodo de vigencia de las obligaciones de energía firme del periodo de cargo por confiabilidad 2025-2026 y deberá reflejar dicha liquidación dentro de los plazos establecidos, entre otros, en el artículo 10 de la Resolución CREG 084 de 2007.
El ASIC, Grupo de Generadores Térmicos (GT) y demás actores involucrados requeridos, deberán, en un plazo no mayor de 15 días hábiles, coordinar el intercambio de información necesaria para la aplicación de las medidas de liquidación aquí dispuestas.
DEL SUMINISTRO ADICIONAL DE GAS COMBUSTIBLE.
ARTÍCULO 7o. SUMINISTRO DE GLP IMPORTADO PARA EL PARQUE DE GENERACIÓN TERMOELÉCTRICO. Las plantas de generación térmica que utilicen gas natural en sus procesos de generación podrán remplazarlo por GLP importado, cuando técnica y económicamente sea posible, y que no implique una afectación respecto al cumplimiento y obligaciones existentes entre las plantas de generación térmica y los agentes del mercado eléctrico, o con el Sistema Interconectado Nacional (SIN); lo anterior, con el objetivo de que la molécula de gas natural liberada sea adicionada al mercado, priorizando la demanda esencial, en los términos señalados en el artículo 1o de la presente resolución.
Las reglas establecidas en este artículo también aplicarán a la comercialización de GLP que pueda sustituir la demanda de gas natural siempre y cuando se garantice que estas sustituciones no resulten en un incremento de las tarifas a los usuarios finales del GLP.
PARÁGRAFO. Para el GLP que se comercialice con destino a atender los requerimientos de acuerdo con lo previsto en el presente artículo, no serán aplicables las reglas definidas a las que se refieren el artículo 6o y el parágrafo 1 del artículo 13 de las Resoluciones CREG 066 de 2007 y CREG 053 de 2011, y aquellas que las adicionen, modifiquen o sustituyan, respectivamente. Dichas reglas solo serán aplicables para aquellas Ofertas Públicas de Cantidades (OPC) y acuerdos comerciales que sean ofertados, negociados y/o suscritos con posterioridad a la entrada en vigencia del presente acto administrativo.
ARTÍCULO 8o. SUMINISTRO DE GAS NATURAL ADICIONAL. Cuando un productor/comercializador tenga disponible gas natural adicional, posterior al reporte de información contemplado en el Capítulo IV de la Resolución CREG 102 015 de 2025, deberá atender los siguientes lineamientos según el tipo de gas natural adicional de que se trate:
1. Gas natural adicional a la Producción Total Disponible para la Venta (PTDV). Cuando se trate de gas natural adicional a la PTDV, el productor/comercializador deberá cumplir con la totalidad de los siguientes requisitos:
i) El productor/comercializador deberá informar al Ministerio de Minas y Energía, o a quien éste determine la actualización de la Declaración de Producción conforme a lo establecido en el artículo 2.2.2.2.22 del Decreto número 1073 de 2015.
ii) El productor/comercializador debe informar la PTDVF adicional al Gestor de Mercado y este a su vez deberá publicar los datos actualizados dentro del día calendario siguiente a su recepción. La adición de las citadas cantidades no implicará la ejecución del balance comercial del que trata el literal d. del artículo 21 de la Resolución CREG 102 015 de 2025 o aquellas que la modifiquen, sustituyan o deroguen.
iii) Los vendedores y los compradores podrán negociar directamente el suministro de gas natural bajo las modalidades que garantizan firmeza definidas en la Resolución CREG 102 015 de 2025 y la fecha de finalización de estos contratos no podrá superar el Trimestre Estándar de ejecución siguiente al Trimestre Estándar de negociación.
iv) El productor/comercializador aplicará lo previsto en los Anexos 8o y 9o de la Resolución CREG 102 015 de 2025 para la comercialización del gas natural disponible que garantice firmeza.
2. Gas natural adicional a la Producción Total Disponible para la Venta en Firme (PTDVF). Cuando se trate de gas natural adicional a la PTDVF en condiciones que garanticen firmeza, el productor/comercializador deberá cumplir únicamente con los requisitos establecidos en los literales ii), iii) y iv) del numeral 1 del presente artículo.
PARÁGRAFO 1o. Los contratos que se celebren en virtud de lo dispuesto en este artículo deberán ser registrados ante el Gestor del Mercado de Gas Natural, de acuerdo con los procedimientos establecidos para la administración de la información contractual, de conformidad con lo señalado en la Resolución CREG 102 015 de 2025 o aquellas que la modifiquen, sustituyan o deroguen.
PARÁGRAFO 2o. Para la comercialización de la capacidad de transporte del gas natural asociada al suministro de gas natural ofrecido mediante el mecanismo señalado en el presente artículo, los transportadores podrán comercializar la Capacidad Disponible Primaria en cualquier momento, en las condiciones de duración que las partes definan, de acuerdo con la vigencia establecida en el literal iii) del presente artículo, siguiendo las modalidades previstas en la Resolución CREG 185 de 2020 o aquellas que la modifiquen, sustituyan o deroguen.
ARTÍCULO 9o. SWAPS CONTRACTUALES Y OPERATIVOS. La CREG deberá adelantar los estudios para determinar la necesidad o no de establecer mecanismos que regulen los swaps contractuales (intercambio de gases) y swaps operativos, con el objetivo de optimizar el uso del SNT y garantizar que el gas natural de las fuentes disponibles llegue efectivamente a los puntos de consumo.
DISPOSICIONES FINALES.
ARTÍCULO 10. TRANSITORIEDAD Y TÉRMINO PARA LA REGLAMENTACIÓN DEFINITIVA. Los lineamientos contenidos en la presente resolución tendrán carácter transitorio y estarán vigentes hasta tanto la CREG expida la reglamentación respectiva, para lo cual contará con el término de seis (6) meses, contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución. Vencido este término sin que se haya expedido la reglamentación correspondiente, los lineamientos aquí establecidos continuarán aplicándose hasta tanto la CREG proceda conforme a lo anterior.
ARTÍCULO 11. VIGENCIA DE LOS CONTRATOS SUSCRITOS. Los contratos CGNIGT y demás acuerdos comerciales suscritos al amparo de las disposiciones transitorias de la presente resolución mantendrán su validez y ejecutabilidad hasta el término de finalización pactado, aun cuando la CREG haya expedido la reglamentación respectiva, sin perjuicio de que las partes puedan modificarlos para ajustarlos a la citada reglamentación.
ARTÍCULO 12. VIGENCIA. La presente resolución rige a partir del día siguiente a su publicación en el Diario Oficial.
Publíquese y cúmplase.
18 de marzo de 2026.
El Ministro de Minas y Energía,
Edwin Palma Egea.
